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Trabajos de Geología, Universidad de Oviedo, 33 : 201-229 (2013)
Valoración de la técnica de fracturación hidráulica
y su aplicación a la extracción de gas no
convencional en las cuencas carbonífera y jurásica
de Asturias
J. A. Sáenz de Santa María Benedet1 y M. Gutiérrez Claverol2
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2
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Resumen: El nuevo concepto surgido en la industria del petróleo que considera a las rocas madres
generadoras de hidrocarburos como rocas almacén, unido a las novedades y reducciones de coste
habidas en técnicas bien conocidas como la perforación dirigida y la fracturación hidráulica, han
hecho posible que desde hace unos pocos años se haya desarrollado mucho, sobre todo en EE UU,
la extracción de gas natural en yacimientos geológicos hasta ahora no considerados, pudiendo beneficiarse grandes volúmenes de gas contenido en las rocas madre.
En el caso de Asturias se abren perspectivas favorables ante la posibilidad de existencia de reservas
de metano acumulado en las capas de carbón y en lutitas organógenas, respectivamente de edad
carbonífera y jurásica, cuyas características y posibilidades de aprovechamiento están pendientes de
investigación y evaluación. El uso de esta tecnología extractiva es activamente cuestionada –especialmente en algunos países europeos– por numerosos grupos y asociaciones que refieren problemas
medioambientales de varios tipos.
Palabras clave: Fracturación hidráulica, perforación dirigida, gas pizarra, Carbonífero, Jurásico,
roca madre, Asturias.
Abstract: The new finding in the oil industry revealing that hydrocarbon-generating bed rocks
work as reservoir rocks, together with the latest changes and cost reductions in well-known techniques, such as the directional drilling and hydraulic fracturing, have led to a remarkable development in natural gas extraction, particularly in the USA, from geological reservoirs, which had not
been taken into consideration until recent years. Therefore, harnessing large volumes of gas from
bed rocks is now a possibility.
Positive prospects are opening up in Asturias as there might be reservoirs of methane stored in the
coal layers as well as in the shales containing high levels of organic matter (black shales), which date
from the Carboniferous and Jurassic geologic eras respectively. However, their features, use and
exploitation are still to be further studied and evaluated. The use of the above-mentioned extraction
technology is often called into question –especially in some European countries– by a great number
of groups and associations who have identified several environmental problems.
Keywords: Fracking, sidetracking, shale gas, Carboniferous, Jurassic, bed rock, Asturias.
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J. A. Sáenz de Santa María Benedet y M. Gutiérrez Claverol
Un importante cambio conceptual en la investigación del petróleo y del gas, a la par de una notable mejora de las tecnologías existentes para extraer
hidrocarburos, han revolucionado el mundo de la
energía. Sin embargo, sobre la conveniencia de su
utilización se ha abierto una brecha entre las compañías energéticas y numerosos grupos sociales, y
las agrupaciones ecologistas. Con este artículo se
pretende reflexionar sobre esta metodología innovadora, ya que mucha de la información que circula
sobre la misma adolece del rigor científico y técnico
necesario, especialmente desde una óptica geológica.
neralmente de origen biogénico, enlazadas mediante
puentes de oxígeno), donde se prevén las mayores
reservas (Fig. 2).
El empleo de la fracturación hidráulica inducida
(fracking) y la perforación dirigida (sidetracking) –tec­
no­lo­gías propias de la metodología petrolera– no es,
en absoluto, novedoso. Desde los años 40 del pasado
siglo XX se utilizan habitualmente en los sondeos
de exploración y campos de producción petrolíferos
de todo el mundo. Los nuevos desarrollos se inician
en 2002 al combinar ambas técnicas para investigar
y explotar yacimientos no convencionales ligados a
rocas madres generadoras de gas y petróleo.
a) Una serie estratigráfica en la cual hubiera intercalados algunos materiales enriquecidos en materia orgánica (querógenos, bitúmenes, carbones,
etc.), fundamentalmente lutitas carbonosas, calizas finas, margas organógenas muy fosilíferas o
capas de carbón (roca madre).
El concepto de gas no convencional
A diferencia de los yacimientos petrolíferos tradicionales o convencionales, que conllevan la existencia
de una roca madre generadora, un proceso de migración del hidrocarburo y el cobijo en una trampa
geológica dentro de una roca permeable o almacén,
en los yacimientos no convencionales el hidrocarburo permanece dentro de la roca madre.
En función de las características de la roca madre se
distinguen diferentes tipos de depósitos (Fig. 1): shale gas, conocidos como gas pizarra, lutitas gasíferas
o black shales, donde el gas se encuentra adsorbido
en la fracción orgánica de una roca lutítica o pizarrosa con alto contenido en materia carbonosa y de
muy baja permeabilidad; coal bed methane (CBM),
donde el gas natural está adsorbido en capas de carbón; tight gas, en el caso de que el hidrocarburo esté
atrapado en estado gaseoso en arenas compactas con
permeabilidad baja. A estos tres tipos cabe añadir un
cuarto –con la categoría de reservas– constituido por
los hidratos de metano o clatratos (agua congelada
con celdas capaces de contener moléculas de gas, ge-
Un cambio conceptual en la exploración petrolífera
Hasta ahora, en el enfoque clásico de la ciencia petrolera se consideraba que para obtener un yacimiento de gas o petróleo (petroleum system) eran necesarios varios condicionantes (Magoon y Dow, 1994):
b) Que a lo largo de la historia geológica se hubieran
dado las condiciones de enterramiento suficientes
para alcanzar una ventana de presión litostática y
de temperatura, en la que la materia orgánica presente se desarrollara, madurara y se convirtiera en
hidrocarburos (petróleo y gas natural).
c) Que la roca madre llegara a liberar los hidrocarburos creados y que éstos migraran hacia zonas
superficiales.
d) Que existieran otros niveles dentro de la serie estratigráfica (situados por encima de la roca madre) de potencia suficiente y con características
favorables de porosidad y permeabilidad para
albergar (roca almacén) los hidrocarburos generados más abajo. Generalmente se trata de materiales areniscosos y arenosos, calizas porosas o
petrologías muy fracturadas naturalmente, etc.
e) Que sobre estos niveles de rocas almacén se dispusieran tramos rocosos con muy baja porosidad
y permeabilidad que impidieran la continuidad
del proceso de migración vertical de los hidrocarburos haciendo de sello de los yacimientos (roca
de cobertera, roca de sello, tapada o tapadera).
f ) Asimismo, se precisaba de una estratigrafía favorable o que la deformación de los materiales de la
Valoración de la técnica de fracturación hidráulica y su aplicación a la extracción de gas…
203
Figura 1. Tipos de yacimientos de petróleo y gas y su relación con la roca madre generadora situada a mayor profundidad (modificada de US Energy Information Administration y US Geological Survey). Leyenda: 1. Pizarras ricas en materia orgánica generadoras de
hidrocarburos (rocas madre), ricas en gas (black shale gas); 2. Areniscas compactas; 2a. Areniscas compactas con gas (tight sands); 3.
Pizarras impermeables (roca de sello); 4. Capas de carbón ricas en gas (coal bed methane, CBM); 5. Almacén convencional de gas no
asociado al petróleo; 6. Almacén convencional de petróleo y gas asociado.
Figura 2. Pirámide del gas natural y reservas previstas de los diferentes tipos de yacimientos geológicos.
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J. A. Sáenz de Santa María Benedet y M. Gutiérrez Claverol
serie hubiera dado lugar a estructuras geológicas
propicias (anticlinales, zonas de falla, bordes de
diapiros salinos, etc.), donde estuvieran implicadas las rocas almacén y las rocas de sello, y donde
quedaran almacenados el petróleo y gas (vid. Fig.
1), aumentando progresivamente la presión de
poro y sin capacidad de escapar hacia superficie
(trampas petrolíferas). Evidentemente, la deformación tectónica debería ser previa al proceso de
migración de los hidrocarburos.
La falta de alguno de los tres últimos elementos (d,
e y f ) haría que los hidrocarburos generados en una
roca madre migraran a superficie donde los volátiles
serían aventados hacia la atmósfera y los líquidos asimilados por el ciclo hidrológico, quedando en las rocas restos de petróleos pesados o alquitranes, visibles
en numerosas zonas de todo el mundo. Como ejemplo, señalar las arenas petrolíferas del valle de Zamanzas (Burgos) que contienen alquitrán (tar sands
o arenas bituminosas) expuestas en superficie y que
fueron objeto de explotación minera en la época de
la postguerra española para obtener algunos barriles
de petróleo de mala calidad mediante calentamiento de los materiales encajantes (Beroiz y Permanyer,
2011; Puche Riart et al., 2011). Otro ejemplo reciente son las tar sands de Alberta (Canadá) objeto
de amplio beneficio desde 1967 hasta la actualidad
(Nikiforuk, 2010; Persy, 2012).
Así pues, en un yacimiento convencional el gas natural se encuentra atrapado en una estructura de roca
porosa (trampa estratigráfica o estructural) limitada por una capa impermeable que evita que el gas
escape a la superficie. Además, el hidrocarburo se
encuentra en fase gaseosa con una presión y temperatura determinadas por el medio rocoso y las condiciones de almacenamiento.
Sin embargo, no todos los hidrocarburos generados
migran para quedar almacenados en las trampas.
Aproximadamente, y según diferentes autores, alrededor de un 25% de las moléculas de metano y otros
de cadena corta (etano, propano, etc.) quedan “adsorbidas” en los granos de la matriz carbonosa (shale
gas) de las rocas madre.
Constituyen así los yacimientos no convencionales,
en los que una o más capas sedimentarias de baja
permeabilidad atrapan el gas; éste no se encuentra
aquí en fase libre (salvo zonas de fracturas abiertas),
sino en disolución sólida, adsorbido en las moléculas
de sustancias carbonosas. Además, el interés de estos
almacenes radica en que poseen mucha mayor continuidad que los convencionales y que, obviamente
salvo su propia generación, no necesitan cumplir
ninguna condición más. Por esta razón, son mucho
más abundantes que los yacimientos convencionales.
En función de la composición litológica de la
roca madre y de las condiciones de presión y
temperatura en que se encuentre el macizo rocoso,
la adsorción de gases tiene unas características que
vienen descritas por la denominada curva isoterma
de adsorción-desorción (Fig. 3) y que es propia de
cada compuesto gaseoso. Esta curva describe la
cantidad de gas (en metros cúbicos por tonelada de
roca) que un material carbonoso es capaz de retener
y ceder para cada presión en unas condiciones
dadas de temperatura.
En el ejemplo de la Fig. 3, la roca madre es un carbón que se encuentra a 46 ºC y una humedad del
5,2%. En condiciones vírgenes (63 atmósferas de
presión, a unos 2.300 m de profundidad), este carbón puede retener hasta 19 m3/t (punto A de la gráfica). Cuando se perfora un pozo para practicar la
fracturación hidráulica y se extrae el líquido inyectado, las fracturas creadas quedan abiertas, rellenas de
aire y a presión atmosférica; en las nuevas condiciones de equilibrio (1 atmósfera), el carbón sólo puede
retener 7 m3/t (punto B de la gráfica). Así pues, sin
hacer nada más, la roca madre permitirá salir (desorber) en forma gaseosa a las grietas creadas y al pozo
12 m3/t de metano durante un cierto tiempo. Este
tiempo puede conocerse pues depende de un parámetro denominado velocidad de desorción, propio
de cada tipo de roca madre carbonosa. La velocidad
de desorción hasta alcanzar las nuevas condiciones
de equilibrio puede hacer que la salida espontánea
del gas dure días, meses o años. Incluso, en la explotación minera de carbón, se han observado desor­
cio­nes instantáneas (de carácter explosivo) que se
conocen con el nombre de desprendimientos instantáneos (D.I.). Estos fenómenos catastróficos constituyen uno de los peores accidentes mineros posibles
en la industria del carbón mundial. Conseguido el
nuevo equilibrio aún se podría extraer gas del macizo
Valoración de la técnica de fracturación hidráulica y su aplicación a la extracción de gas…
205
Figura 3. Curva isoterma de adsorción-desorción de un material carbonoso respecto al gas metano.
creando una depresión (es decir, absorbiendo o succionando). Si se origina una depresión, por ejemplo,
de 0,5 atmósferas, la roca madre sólo podrá retener
5 m3/t (punto C de la gráfica). En las nuevas condiciones descritas por la curva se liberarán en forma de
gas otros 2 m3/t, llegando así hasta el agotamiento.
Al final, el pozo habrá conseguido extraer de su radio
de influencia (volumen total de roca afectado por la
perforación y la fracturación hidráulica) un total de
17 m3/t.
Metodología de la perforación dirigida y la fracturación hidráulica
La tendencia actual de considerar la roca madre
como almacén residual de baja porosidad y permeabilidad constituye una modificación sustancial del
modelo global de exploración de hidrocarburos. Las
renovadas técnicas de perforación dirigida permiten
bien modificar a voluntad (Fig. 4 A) la trayectoria
de los sondeos –hasta ahora habitualmente vertical
(Fig. 4 B)–, bien realizar varios pozos a partir de uno
único principal en diferentes direcciones (multipozos, Fig. 4 C). De esta manera se puede acceder a
grandes volúmenes de rocas madre desde el mismo
emplazamiento superficial.
Es posible realizar ahora, con esta mejora técnica,
pozos desviados y dirigidos que pueden llegar incluso a adoptar posiciones casi horizontales y de grandes longitudes (hasta 1.500 m). La perforación dirigida, el desvío de pozos y los multipozos se hacen, en
la actualidad, de manera rutinaria en el desarrollo de
campos petrolíferos convencionales, lo que da acceso
a grandes volúmenes de roca almacén productiva y
minimiza espectacularmente los costes de producción.
Por otro lado, la fracturación hidráulica se viene
practicando en sondeos verticales, de exploración y
producción, desde los años 50 del siglo XX. Los pozos cortan siempre una sección completa de la roca
almacén (Fig. 4 B) en una potencia o espesor que
puede variar entre 2 m y más de 100 m. Como se
observa en la Fig. 5 éstos se construyen por fases,
de forma telescópica; así después de la perforación
de un diámetro dado, se coloca una entubación de
un diámetro algo menor que protege y sella el pozo.
Esta tubería queda sujeta al terreno por cemento
que se coloca en el anular exterior. La perforación de
una nueva fase se realiza por el interior de la tubería
colocada que será entubada, a su vez, con una tubería de menor diámetro. El objetivo de este método
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J. A. Sáenz de Santa María Benedet y M. Gutiérrez Claverol
Figura 4. Disposición general de una operación de fracturación hidráulica en el caso de: una perforación dirigida (A), de un sondeo
vertical (B) y de un multipozo (C).
es mantener el pozo estanco e independiente de las
formaciones geológicas atravesadas evitando que el
lodo de perforación se escape hacia formaciones porosas y también que el agua existente en los acuíferos
atravesados invada la perforación. El aislamiento de
los pozos respecto al medio circundante es una de las
premisas básicas de la ciencia del petróleo.
En el tramo de interés productivo, debidamente aislado con tapones mecánicos (packers) en el interior
de la tubería de producción de acero (de unos 10
mm de espesor), se practican unas perforaciones que
afectan tanto al metal de la tubería como al anular de
cemento existente entre ésta y la formación geológica, de unos 200 mm (Fig. 6). Estas perforaciones se
realizan con balas disparadas desde una herramienta
denominada cañón, centrada en el interior de la tubería. Las balas van situadas de tal manera que, al
dispararse todas a la vez, el cañón permanece estático
por lo que la tubería de revestimiento del pozo no
sufre daños (el aislamiento en la tecnología petrolera
es básico).
El disparo afecta también a los primeros 300 a 700
mm de la formación geológica productiva abriendo
en ella canales de permeabilidad que comunican la
formación almacén con el interior del pozo entubado y permitirán fluir al hidrocarburo hacia el pozo.
En la Fig. 6 se observan los efectos de las detonaciones, creándose alrededor del túnel del disparo una
zona de permeabilidad reducida debido al chorro
de las cargas huecas. Las presiones de la onda de vibración pulverizan la roca adyacente, fracturan los
granos de la matriz, quiebran la cementación intergranular y despegan las partículas de arcilla. La fragmentación de la formación alrededor de los disparos
daña la permeabilidad in situ; es especial al reducir
el tamaño de los cuellos entre los poros. Las microfotografías de la derecha muestran la roca no dañada
(parte superior) y el aspecto de la microfracturación
provocada por el disparo.
Una vez realizados los disparos y la perforación se
procede a la operación de fracturación hidráulica
(vid. Fig. 5), que se lleva a cabo mediante la inyección de un líquido a alta presión. La composición
del fluido es agua (90 a 95%), asociada con materiales que sirven para apuntalar las fracturas, tales como
arena, cerámicas artificiales molidas, etc. (4,5%) y
aditivos químicos (0,5%) que mejoran las características del fluido de inyección desde diversos puntos
de vista. La operación se hace aumentando progresivamente el caudal y controlando el volumen de líquido, hasta alcanzar, en el interior de la sección de
tubería aislada, presiones superiores a la resistencia a
compresión triaxial propia de la roca.
Valoración de la técnica de fracturación hidráulica y su aplicación a la extracción de gas…
207
Figura 5. Esquema del funcionamiento de una
perforación dirigida con fracturación hidráulica,
indicando los diferentes tipos de entubación.
Nótense las medidas de aislamiento al atravesar
acuíferos.
Presiones de 500 a 800 kg/cm2 (50 a 80 MPa) suelen ser suficientes para producir la fracturación en la
roca. Las fracturas se muestran como superficies verticales u horizontales de longitud variable entre 60 y
100 m y con alturas similares a la potencia del intervalo perforado. En una misma operación se pueden
producir tres o cuatro tipos de fracturas radiales al
pozo en función del diseño que se haya hecho de las
perforaciones. Esta estimulación suele producir muy
buenos resultados, aumentando el radio de influencia de los pozos, la porosidad y permeabilidad de la
roca almacén, y la afluencia de gas o petróleo hacia el
pozo para ser bombeado. Por tanto, la fracturación
hidráulica permite poner en explotación zonas que,
de otro modo (al poseer las rocas muy baja porosidad
y permeabilidad natural) sería imposible beneficiar.
Un trabajo importante es monitorizar estas operaciones con el fin de asegurar que la red de fracturación
se propague de manera controlada y lo más dentro
posible de la formación lutítico-pizarrosa objeto de
explotación, ya que si las fisuras se propagan de manera incontrolada se encarecen los trabajos extractivos. Una metodología interesante es la propuesta por
Bennet et al. (2005) que permite supervisar el crecimiento de las fracturas en todo momento, presen-
Figura 6. Daño provocado en la roca por los disparos en el proceso de fracturación hidráulica.
208
J. A. Sáenz de Santa María Benedet y M. Gutiérrez Claverol
El espectacular desarrollo de estas técnicas en Estados Unidos
Figura 7. Monitorización microsísmica de una operación típica de fracturación hidráulica en la Formación Barnett Shale
del Carbonífero, Texas (modificada de Zoback et al., 2010). A)
Corte vertical longitudinal por el sondeo. Disposición de los microsismos a lo largo del mismo en una longitud de unos 1.000
m. Los colores representan distintas operaciones de fracturación. La línea negra representa el final del pozo vertical, el punto
de desvío (kick off point) y la trayectoria horizontal. Nótese que,
en el eje vertical, la profundidad no se inicia en superficie sino
que empieza a 1.690 m. B) Corte vertical perpendicular al eje
del sondeo. Distribución lateral de los microsismos inducidos
por la fracturación. La zona de influencia de las operaciones de
fracturación es de unos 450 m.
tando el estudio casos de su utilización en EE UU
y Japón con sismómetros colocados tanto en superficie como en sondeos próximos al fracturado (Fig.
7). Otros informes interesantes sobre la temática son
los presentados por Warpinski et al. (1998 y 2006).
Además antes de iniciar la producción, es necesario
extraer del macizo el líquido utilizado en la fracturación (flowback), ya que si las fracturas creadas no están
vacías, y a presión atmosférica, el gas no saldrá de la
disolución sólida (no será desorbido) de la roca madre
(vid. Fig. 3) y no podrá migrar hacia el pozo. Lo único
que queda en el interior de las fracturas desarrolladas
artificialmente son los productos sólidos (arenas, cerámicas, cáscaras e inhibidores del hinchamiento de las
arcillas) que permiten mantenerlas abiertas y vacías.
Las experiencias preliminares de estos métodos se
realizaron en el estado de Texas. En la década de los
80 del pasado siglo, George P. Mitchell, geólogo del
petróleo, empezó a prospectar la Formación Barnett Shale, de edad Misisipiense, cerca de Dallas,
utilizando por primera vez de manera conjunta las
tecnologías de perforación direccional y fracturación hidráulica para extraer hidrocarburos gaseosos
atrapados en rocas madre lutíticas (Selley, 2012).
Se calcula que en ese país se utiliza actualmente la
fracturación hidráulica en el 90% de los 35.000
sondeos ejecutados cada año. Una investigación
geoquímica produjo un salto cualitativo en la utilización de las técnicas perforadoras al descubrirse
que el gas liberado en la cuenca de Michigan era de
origen biogénico, es decir, producido por bacterias,
no por medio de largos procesos de maduración de
la materia orgánica (Martini et al., 1998), lo que
abrió a la exploración vastas áreas hasta entonces
excluidas.
La mayor concentración de gas pizarra de Estados
Unidos, se encuentra en Los Apalaches. Se trata de
la Formación Marcellus, sucesión estratigráfica del
Devónico compuesta por pizarras negras con algún
horizonte carbonatado y situada entre 1,5 y 2 kilómetros de profundidad (Williams, 2010; Wilber,
2012). Esta unidad litoestratigráfica es activamente explotada en Pensilvania (Charleston, Pittsburn,
Granville Summit, Dimock Township, etc.), donde
se han perforado desde 2007 alrededor de 6.200 pozos para gas no convencional. La producción del año
2012 superó los 2 tcft (trillones de pies cúbicos americanos, 2x1012 cf o 56,6x109 m3), representando un
7% del total de EE UU, con unas reservas estimadas
entre 140 y 500 tcft (3,96x1012 a 14,15x1012 m3)
según Rose (2013 a y b).
El auge norteamericano de la fracturación hidráulica
solventó la escasez de gas que padecía. Desde 2005
la producción de gas procedente de lutitas ubicadas
a gran profundidad se ha multiplicado exponencialmente y la proyección futura no puede ser más
favorable. Este tipo de energía que en el año 2000
representaba menos del 2% del total gas producido
en el país, pasó al 23% en 2010 y se prevé alcanzar el
49% en el 2035 (Fig. 8).
Valoración de la técnica de fracturación hidráulica y su aplicación a la extracción de gas…
209
Figura 8. Producción de diferentes tipos
de gas natural en EE UU que muestra el
extraordinario aumento del shale gas hasta
el año 2035 (modificada de International
Energy Agency, IEA, 2012A).
La generalización de esta técnica –rondan el medio
millón las instalaciones de extracción esparcidas por
todo el territorio– hizo aumentar de manera espectacular las reservas de gas, y con un futuro muy esperanzador. La Agencia Internacional de la Energía
(IEA en sus siglas inglesas), organismo autónomo de
la OCDE, pronostica que los Estados Unidos será
el primer productor mundial de gas en 2020 (IEA,
2012 a, p. 2).
Según las previsiones del Department of Energy
(DOE) de EE UU, dentro de 10 años ese país pasará a ser exportador neto de gas. Las estimaciones
del volumen de gas en este tipo de yacimientos son
muy variables y cambiantes, pues el DOE calculó en
2011 que las reservas no probadas de gas no convencional atrapado en lutitas gasíferas eran de 20 billones de m3 (bcm, billones americanos: 20x109 m3); no
obstante, la misma entidad redujo al año siguiente
la estimación en más de un 40%, hasta los 12 bcm.
La fracturación hidráulica en el contexto de la
economía energética mundial
La posibilidad de explotar recursos energéticos –con
enormes reservas de gas no convencional en muchos
países– hasta hace poco inalcanzables se constituye
en un cierto motor de la economía energética mundial y en un cambio radical de la geoestrategia del
petróleo. Sirva como ejemplo el desplome de los
precios del gas en EE UU que han sufrido una caída
espectacular desde los inicios de la explotación del
shale gas. De hecho esta tecnología ha beneficiado
mucho a los consumidores norteamericanos, de manera que el 55% de sus hogares utiliza calefacción de
gas, dado que el precio del mismo se ha abaratado
mucho respecto a la Unión Europea. A finales del
año 2012 mientras en los Estados Unidos el precio
del gas se situaba sobre los 3 $/Mbtu, en Europa oscilaba alrededor de 10 $/Mbtu (btu, british termal
unit = 252 cal).
Pero el beneficio del gas pizarra no debería ser exclusivo de los Estados Unidos, sino que hay otros
muchos países –el ejemplo de China es extraordinario (Tabla I)– para los cuales estas técnicas serían
económicamente muy beneficiosas. En el caso de los
países europeos, son Polonia (con objetivos en el Paleozoico) y Francia (con campos en el Pérmico-Carbonífero y Jurásico) los más destacados en cuanto
a reservas, ocupando el 11 y 12 puesto mundial.
Según señala el World Energy Council (2012, p. 3)
el shale gas podría representar una buena solución
energética para algunas zonas del mundo, indicando
que se realizan investigaciones sobre 48 grandes yacimientos geológicos en 32 países. La IEA ha elaborado un amplio informe sobre los recursos gasísticos
en diferentes continentes, señalando unas reglas de
oro para su beneficio (IEA, 2012 b).
Las Tablas I y II representan los recursos de gas en
diversos países –excluyendo a algunos como Rusia,
que ocupa el primer puesto del ranking mundial,
con unas reservas estimadas de 881 bcm (31,1 tcft)–,
comparados con la producción y el consumo correspondiente a 2009.
210
J. A. Sáenz de Santa María Benedet y M. Gutiérrez Claverol
Tabla I. Estimación de las reservas mundiales de shale gas, excluyendo los países europeos (datos procedentes de la International
Energy Agency, 2011).
Mercado del gas natural en 2009
(tcft** dry basis)
País
Producción
Consumo
Importación
(Exportación)
Reservas de
gas natural
previstas
(tcft)
Reservas de shale gas
recuperables (tcft)
Argelia
2,88
1,02
(183%)
159,0
231
Argentina
1,46
1,52
4%
13,4
774
Australia
1,67
1,09
(52%)
110,0
396
Bolivia
0,45
0,10
(346%)
26,5
48
Brasil
0,36
0,66
45%
12,9
226
Canadá
5,63
3,01
(87%)
62,0
388
Colombia
0,37
0,31
(21%)
4,0
19
Chile
0,05
0,10
52%
3,5
64
China
2,93
3,08
5%
107,0
1.275
Estados Unidos
20,6
22,8
10%
272,5
862
India
1,43
1,87
24%
37,9
63
Libia
0,56
0,21
(165%)
54,7
290
Marruecos
0,00
0,02
90%
0,1
11
México
1,77
2,15
18%
12,0
681
Pakistán
1,36
1,36
-
29,7
51
Paraguay
-
-
-
-
21
Sudáfrica
0,07
0,19
63%
-
485
Uruguay
-
0,00
100%
-
21
Venezuela
0,65
0,71
9%
178,9
11
** 1 tcft (trillón americano de pies cúbicos) = 1x1012 cft = 28,3 x 109 m3
Tabla II. Estimación de las reservas de shale gas en Europa (datos procedentes de la International Energy Agency, 2011).
País
Mercado del gas natural en 2009
(tcft dry basis)
Producción
Consumo
Importación
(Exportación)
Reservas de
gas natural
previstas (tcft)
Reservas
de shale gas
recuperables
(tcft)
Alemania
0,51
3,27
84%
6,2
8
Dinamarca
0,30
0,16
(91%)
2,1
23
Francia
0,03
1,73
98%
0,2
180
Holanda
2,79
1,72
(62%)
49,0
17
Lituania
-
0,10
100%
-
4
Noruega
3,65
0,16
(2.156%)
72,0
83
Polonia
0,21
0,58
64%
5,8
187
Reino Unido
2,09
3,11
33%
9,0
20
Suecia
-
0,04
100%
-
41
Turquía
0,03
1,24
98%
0,2
15
Ucrania
0,72
1,56
54%
39,0
42
Otros
0,48
0,95
50%
2,71
19
Valoración de la técnica de fracturación hidráulica y su aplicación a la extracción de gas…
211
Figura 9. Permisos de investigación en el norte de España, según el Ministerio de Industria y Energía. Leyenda: Permisos y concesiones de la Administración General del Estado (amarillo claro: permiso solicitado; verde: permiso vigente; rojo: concesión de
explotación; malva: concesión de almacenamiento). Permisos de Comunidades Autónomas (azul claro: permiso solicitado; amarillo
naranja: permiso vigente).
El espectacular auge del gas pizarra se basa en que,
según la IEA (2011), las reservas probadas del mismo en el mundo alcanzan la cifra de 22.600 bcft,
que representa 3,4 veces más que las del gas convencional.
Los países europeos que tienen más recursos explotables de gas no convencional son (Tabla II): Polonia,
Francia, Noruega, Ucrania y Suecia. Las posibilidades prospectivas de esta tipología de hidrocarburos
en España son más modestas y se localizan en las
cuencas Vasco-Cantábrica (Fig. 9), Pirenaica, Ebro,
Guadalquivir y Bética, según varios informes del
Instituto Geológico y Minero de España (IGME) y
la Asociación española de compañías de investigación, exploración y producción de hidrocarburos y
almacenamiento subterráneo (ACIEP), entre otros.
Los permisos de investigación de hidrocarburos en
el Mar Cantábrico Ballena-1, Ballena-2, Ballena-4
y Ballena-5 (Fig. 9), concedidos a Repsol en 2003,
fueron extinguidos recientemente por la renuncia de
su titular (BOE n.º 265, de 5 noviembre de 2013).
Análisis de los problemas atribuidos a la fracturación hidráulica
Las opiniones discrepantes achacan a este método
múltiples efectos negativos medioambientales (suelo, agua y aire): escapes de metano, aumento en
emisiones de CO2, consumo de grandes cantidades
de agua, uso de aditivos químicos, contaminación
de aguas subterráneas, aumento de la radiactividad,
sismicidad inducida, etc. A este respecto, hay que resaltar que un estudio conjunto efectuado por las instituciones británicas Royal Society y Royal Academy
of Engineering (Bickle et al., 2012) –a petición del
Gobierno del Reino Unido– y otro auspiciado por el
Consejo Superior de Colegios de Ingenieros de Minas de España (Cámara y Pendás, 2013), minimizan
212
J. A. Sáenz de Santa María Benedet y M. Gutiérrez Claverol
los riesgos de esta tecnología y constituyen trabajos
científicos y técnicos de referencia sobre la materia.
El informe desarrollado por Bickle et al. (2012)
concluye que esta metodología es segura, siempre
y cuando se tengan en consideración normativas de
seguridad claras y estrictas, como sucede en cualquier otro tipo de gestión industrial regulado.
Es innegable que cualquier actividad industrial tiene
un impacto sobre el medio ambiente, pero es mucho más cuestionable que la fracturación hidráulica
suponga una amenaza mayor en comparación, por
ejemplo, con los pozos tradicionales.
Seguidamente se analizarán los diferentes inconvenientes derivados de la prospección y extracción del
gas pizarra.
Escapes de metano
De manera natural, el CH4 contenido en las aguas
subterráneas suele ser poco abundante (normalmente de 0,05 a 465 mg/l), dependiendo su concentración de la litología encajante (Gooddy y
Darling, 2005); ello supone, según estos autores,
un 0,05% del total de emisiones de metano en el
Reino Unido. Sin embargo, se han descrito contaminaciones de acuíferos con este gas en relación
con la práctica de la fracturación hidráulica. En EE
UU se han inventariado muy escasos incidentes
que incumban a la salud humana; la mayor parte
de ellos están relacionados con escapes de metano
a la superficie, debidos a fallos en las válvulas de
cierre de los pozos o a diseminaciones de este gas
hacia los acuíferos. Aunque los pozos están revestidos con tuberías de acero y sellados los anulares
con hormigón (vid. Figs. 5 y 6), ocasionalmente
podrían quedar huecos por los que el gas asciende
y alcanza acuíferos más superficiales, contaminándolos. En este sentido, cabe señalar que en las inmediaciones de la población de Granville Summit
(NE de Pensilvania) se produjo una importante
contaminación en el agua potable de metano, saliendo por los grifos el agua mezclada con el gas.
Tal suceso, tuvo lugar tras el inicio de sondeos para
captar gas no convencional en la mencionada zona
en el año 2008 (Lavelle, 2013). Se trata de accidentes producidos por una mala práctica del método,
pero son infrecuentes, puntuales y fáciles de controlar. Asimismo, es sabido que el metano tiene una
capacidad como gas de efecto invernadero bastante
superior al CO2.
Algunos investigadores –contradiciendo estimaciones realizadas por la Environmental Protection Agency
(EPA, 2013) de EE UU– sostienen que las fugas de
gas de los pozos, gasoductos, compresores y tanques de almacenamiento relacionados con shale gas
obtenido por fracturación hidráulica son más dañinas para el calentamiento global que las del carbón
(Howarth et al., 2011 y 2012). Estas discrepancias
sobre la emisión de metano denotan que se precisan
nuevos y rigurosos estudios comprobatorios, de tal
modo que la nueva normativa elaborada por la EPA
sobre Natural Gas Systems exige a esta industria medir y controlar los escapes de gas durante el desarrollo de los sondeos.
Emisiones de CO2 a la atmósfera
El uso de gas como combustible es más contaminante, en términos de emisiones de efecto invernadero,
que recurrir a otras fuentes energéticas (nuclear, solar, eólica, etc.). No obstante, respecto a las centrales
térmicas, la utilización de gas natural es más favorable desde el punto de vista de emisiones de CO2.
Por otro lado, el consumo de combustibles fósiles
obtenidos con cualquier técnica va a ser, con mucha
probabilidad, una constante a lo largo de bastantes
décadas del siglo XXI, dada la falta de fuentes alternativas fiables y el fuerte aumento progresivo de la
demanda que se prevé.
Para el medio ambiente está constatado que consumir gas natural es mucho más limpio que quemar
carbón. A diferencia de éste, aquél no desprende
apenas dióxido de azufre, mercurio ni otras partículas. Además emite un tercio de óxidos de nitrógeno,
libera sólo la mitad de dióxido de carbono, según la
reacción: CH4 + 2 O2 = CO2 + 2 H2O, y tampoco
deja cenizas; éstas constituyen un problema ambiental importante en las centrales térmicas.
La quema del carbón en las centrales produce multitud de problemas medioambientales. A los ya conocidos como lluvia ácida o el aumento del efecto invernadero, hay que añadir la producción de residuos
Valoración de la técnica de fracturación hidráulica y su aplicación a la extracción de gas…
radiactivos; las personas que viven cerca de centrales
de carbón reciben tres veces más radiación que las
ubicadas cerca de centrales nucleares y el nivel de
contaminación radiactiva en los cultivos destinados
a consumo humano se cifra entre 50 y 200% superior en las áreas cercanas a centrales que consumen
carbón (McBride et al., 1978).
El inventario de gases de efecto invernadero realizado por la EPA (op. cit.) muestra que las emanaciones
de CO2 en los Estados Unidos fueron un 7 % más
bajas en 2010 que en 2005, lo que supone poco más
de 400 millones de toneladas. Las emisiones reducidas de las centrales eléctricas, sobre todo por el cambio del carbón al gas, justifican un poco más de un
tercio de esa disminución (Lavelle, op. cit.).
Grandes requerimientos de agua
La cantidad de agua que precisan estas técnicas está
en función de las características geológicas del yacimiento y de la profundidad del sondeo, sin olvidar el
número de etapas de fracturación a realizar.
El gasto de agua se recupera casi en su totalidad, pues
sino, como ya se ha dicho, el pozo no produciría; así,
una maniobra de fracturación normal suele consumir del orden de 1.000 a 2.000 m3 de fluido por
etapa, lo que significa que en una estimulación de
tipo medio a alto haya que multiplicar por diez las
cifras señaladas. A modo de ejemplo, en Pensilvania,
donde hay unas 3.000 licencias de explotación con
fracturación hidráulica, se estima que esta industria
sólo gasta un 0,02% del total de agua consumida
por las actividades económicas (industria, ganadería,
minería, etc.).
Hay que puntualizar que el líquido recuperado se
suele reutilizar en otras operaciones o bien es almacenado en balsas de lodos impermeables, adyacentes
a todo sondeo, donde se deja evaporar; las prácticas
de recuperación y reciclaje de lodos procedentes de
la industria del petróleo están normalizadas desde
hace años. En otras ocasiones, estos fluidos pueden
ser reinyectados en acuíferos profundos, no potables,
tal como se realiza con las salmueras de las desaladoras y con algunas aguas residuales de otras industrias
y de grandes ciudades. No obstante, en la actualidad
se estudia la posibilidad de utilizar aguas no potables
213
de acuíferos profundos para las operaciones de fracturación (Yost, 2011).
Evidentemente los requerimientos de agua deben ser
gestionados de manera sostenible, propiciándose lo
más posible las operaciones de reciclaje y reutilización
de los líquidos residuales, aunque éstas pueden ser variables según la región climática de que se trate y consecuentemente de las disponibilidades acuosas locales.
Aditivos químicos
Se calcula que se pueden utilizar –junto con la arena
y otros materiales sólidos apuntalantes– unos 500
compuestos químicos como sustancias acompañantes al agua de inyección. Habitualmente, de este
extenso listado a disposición del operador, sólo se
utilizan entre 5 y 10 aditivos. Sobre ellos ha existido un cierto oscurantismo en el pasado, pues las
empresas petroleras intentaban mantener en secreto
su composición para evitar el plagio de la competencia. No obstante, forzado por la opinión pública,
recientemente se ha constituido un registro abierto
y accesible (a través de la iniciativa FracFocus) de tales compuestos, la mayoría de los cuales son de uso
común en las industrias alimentaria, farmacéutica,
cosmética, automoción, etc.
Aunque los aditivos cumplen funciones variadas,
las más importantes son garantizar la correcta introducción en las fracturas de las arenas y materiales
cerámicos, que permiten apuntalarlas y mantenerlas abiertas con altas presiones litostáticas y evitar el
hinchamiento de las arcillas que podrían obstruir el
canal de permeabilidad creado. A título de ejemplo
se utilizan, entre otros, los siguientes compuestos
(Tabla III):
a) Ácidos. Su función es eliminar de las paredes del
pozo y de las fracturas los restos de los lodos
bentoníticos de perforación, así como disolver
los cementos calcáreos de las rocas que podrían
obstruir los canales de permeabilidad. Los más
importantes son el clorhídrico (HCl), sulfúrico
(H2SO4) y fluorhídrico (HF). Al disolverse los
cementos calcáreos con los ácidos se generan productos naturales e inertes, tales como cloruro cálcico (CaCl2), sulfato cálcico (anhidrita, CaSO4)
o fluoruro cálcico (fluorita, CaF2).
214
J. A. Sáenz de Santa María Benedet y M. Gutiérrez Claverol
Tabla III. Principales aditivos utilizados en la fracturación hidráulica (basado en Cámara y Pendás, 2013).
Aditivos
Componente principal
Uso más común
Ácidos
Ácido clorhídrico
Químicos de piscina y limpieza química e industrial
Bactericidas
Glutaraldehído
Desinfectante de equipos médicos y odontológicos
Estabillizador de arcillas
Cloruro de colina
Alimentación animal saludable
Inhibidor corrosión
N,N-Dimetilformamida
Disolvente de polímeros
Inhibidores
Etilenglicol
Anticongelante y refrigeración en automoción
Anti-oxidante
Bisulfito de amonio
Cosméticos y en el proceso de vinificación
Gelificantes
Goma arábiga (E-414)
e hidroxiacetilcelulosa
Espesante utilizado en cosméticos, salsas y aderezos de
ensalada
Salmueras
Cloruro Ca o Na
Conservante alimentario y condimento
Reductores fricción
Destilados del petróleo.
Poliacrilamida
Cosméticos de peluquería, maquillaje. Acondicionador
de suelos no tóxico
Control del ión Fe
Ácido cítrico
Conservante y antioxidante en la industria alimentaria
b) Bactericidas. Permiten controlar el crecimiento
bacteriano. La presencia de bacterias en un ambiente tan reductor podría dar lugar a la formación de ácido sulfhídrico (SH2), gas venenoso
que reacciona químicamente produciendo la corrosión de los tubos y el sellado de las fracturas.
c) Estabilizadores de arcillas. Son productos que se
unen a las moléculas arcillosas impidiendo su hinchamiento con la humedad. Mantienen, por tanto, abiertas las fracturas. Por ejemplo, el cloruro de
colina, que es un nutriente usado en alimentación
animal indispensable para una dieta saludable, se
usa en concentraciones del 0,07 al 0,1%.
d) Inhibidores de la corrosión y eliminadores del oxígeno. Son productos que impiden la formación
de óxido en los conductos metálicos. Se suelen
utilizar los ácidos ya descritos que, en bajas concentraciones, mantienen un pH por debajo de 6.
e) Gelificantes. Productos similares a los usados en
alimentación que permiten reducir la fricción
y, por tanto, mejorar el bombeo y la inyección.
Facilitan también el transporte del apuntalante
hacia el interior de las fisuras producidas. Pertenecen a este tipo el butildiglicol, usado en productos de limpieza de cocinas, el polietilenglicol
y el etilenglicol monohexil éter los cuales, al re-
ducir la tensión superficial, se emplean como detergentes domésticos. La hidroxyacetilcelulosa es
utilizada como espesante.
Una vez efectuada la fracturación los líquidos –que
son recuperados en su mayoría– se suelen reutilizar,
previo filtrado, en nuevas operaciones.
Lo habitual es que el producto que se inyecta contenga 84-90% de agua, 9-15% de arena y 0,5-0,8 %
de aditivos (Tabla IV).
Contaminación de acuíferos
Es difícil que se produzca una afección de las aguas
subterráneas potables utilizadas para el abastecimiento y las actividades humanas, dado que las inyecciones se realizan a profundidades muy importantes (más de 1.000 m); parece muy improbable
que el líquido introducido pueda superar todas las
barreras litológicas hasta infiltrarse en un acuífero
potable situado cientos de metros más arriba (vid.
Fig. 5). Además, abundando en lo dicho, está constatado que en las zonas donde se prevé que los trabajos pueden afectar a acuíferos próximos, no se realiza
la fracturación hidráulica; en efecto, si las fracturas
creadas se rellenasen de agua a altas presiones afectaría a la desorción del gas y, por consiguiente, no se
lograría un pozo productivo.
Valoración de la técnica de fracturación hidráulica y su aplicación a la extracción de gas…
215
Tabla IV. Composición media del fluido utilizado en fracturación hidráulica (basado en Cámara y Pendás, 2013).
Sustancias
Porcentaje
Función principal
Ácidos
0,123%
Limpiar la perforación previamente a la inyección
Bactericidas/biocidas
0,001%
Inhibir el crecimiento de organismos
Estabilizador arcilla
0,01%
Prevenir la reducción de la permeabilidad
Inhibidor corrosión
0,002%
Disminuir la formación de óxido en las tuberías
Agente ajuste de pH
0,011%
Mantener la efectividad de otros componentes
Reticulantes
0,007%
Permitir aumentar la viscosidad del fluido
Reductores fricción
0,088%
Señalar las dosis óptimas de inyección
Agentes gelificantes
0,056%
Incrementar la viscosidad del fluido
Controlador de metal
0,004%
Dificultar la precipitación de óxidos de metal
Inhibidores de sarro
0,043%
Prevenir la precipitación de carbonatos y sulfatos
Sulfactantes
0,01%
Reducir la tensión superficial del líquido de fractura
Respecto a los acuíferos profundos hay que recordar que, por ejemplo, a 2.000 m de profundidad
las condiciones geológicas ambientales son extremas. Existe una presión hidrostática de unos 200
kg/cm2 (20 MPa) y una temperatura alrededor de
75 ºC. En este escenario las aguas que pudieran
existir dispondrían de tiempos dilatados de residencia lo que facilita que se carguen en sales procedentes de las rocas circundantes, dando lugar a
aguas con contenidos de 1.000 a 20.000 ppm de
sales disueltas. Si además se contempla la generación de hidrocarburos, como ocurre en los yacimientos convencionales de gas y petróleo, las aguas
presentes contendrían más de 35.000 ppm de sales,
lo que las inhabilitaría para el abastecimiento humano. Por otro lado, bombear agua para consumo
procedente de profundidades tan elevadas es inviable desde el punto de vista económico; los acuíferos que se explotan para uso doméstico y riego se
sitúan estadísticamente a cotas inferiores a los 800
m de la superficie. Por estas razones, como ya se ha
dicho, muchos acuíferos profundos se utilizan para
la inyección de salmueras de desaladoras, aguas residuales y como almacén definitivo de CO2 en forma de fluido supercrítico.
Tanto la viscosidad del líquido de fracturación como
su densidad –mayor que la del agua– limitan su
movilidad en sentido vertical. El gradiente de pre-
sión entre la formación litológica y el fondo de pozo
provoca la movilidad del fluido inyectado hacia éste
y no hacia la superficie (Cámara y Pendás, 2013).
Respecto a la distancia que debe de existir entre el
horizonte a fracturar y la ubicación de un posible
acuífero, es prácticamente imposible el flujo de los
fluidos inyectados hacia aguas subterráneas más superficiales, siempre que se respeten las más elementales medidas de prudencia.
Para comprender hasta qué punto la fracturación hidráulica puede afectar a acuíferos suprayacentes es
importante valorar el mecanismo de la formación de
las fracturas. En líneas generales, éstas se propagan
con una orientación paralela al esfuerzo máximo
aplicado y, como la presión litostática aumenta con
la profundidad, la gestación de superficies verticalizadas de fractura es más frecuente a medida que
ahonda el sondeo. Como han demostrado Rutqvist
et al. (2007) y especialmente Fischer y Warpinski
(2012), a escasa profundidad –donde es dominante
una dirección de esfuerzo horizontal– las fracturas
tienden a desarrollarse horizontalmente, mientras
que a medida que se desciende en el terreno el campo de fuerzas se modifica, dando paso a fracturas con
orientación tendente a la vertical (Fig. 10).
La línea roja de la figura 10 muestra la distribución
de un total de 10.000 fracturas, confrontando la
216
J. A. Sáenz de Santa María Benedet y M. Gutiérrez Claverol
fectuosos de los pozos y a la circulación de gas por el
contacto cemento-formaciones rocosas. De manera
inmediata, estas afirmaciones han sido cuestionadas
por otros investigadores norteamericanos (Saba y
Orzechowski, 2011; Schon, 2011).
En resumen, es muy poco probable la contaminación de acuíferos siempre que la extracción se lleve
a cabo a profundidades de más de 1.000 m y, en el
caso de producirse la misma, la causa suele centrarse
en defectos de diseño del pozo y/o en el abandono
de las balsas de residuos. Ambos aspectos infringen
las normativas vigentes y deben ser castigados.
Aumento de la radiactividad
Figura 10. Relación entre profundidad y la orientación de crecimiento de fracturas en formaciones sedimentarias (modificada
de Fisher y Warpinski, 2012).
profundidad vs. porcentaje de componente horizontal (en el eje de abscisas, 0% representa fracturas
verticales y 100% las horizontales). La observación
de este gráfico demuestra que sólo a partir de 3.000
pies (unos 1.000 m) de profundidad domina la fracturación con buzamientos inclinados.
Por otro lado, evidencias microsísmicas registradas
en EE UU muestran que las fracturas originadas por
el proceso de fracturación hidráulica no suelen propagarse en sentido vertical más de un kilómetro. No
obstante, un estudio efectuado en las universidades
de Durham (R.U.), Cardiff (R.U.) y Tromse (Noruega), centrado en el crecimiento de fracturas, concluye que es altamente improbable que el máximo
desarrollo vertical de fracturas creadas artificialmente sobrepase los 600 m y sólo el 1% de las mismas
superan los 350 m (Davies et al., 2012). Por tanto,
cabe considerar como excepcional el que un acuífero
sea contaminado por los fluidos inyectados en este
tipo de operaciones.
Por su parte, científicos de la Universidad de Duke
(Durham, Carolina del Norte) han documentado la
migración de metano (aunque no de fluidos de fracturación) desde la Formación Marcellus hacia arriba,
hasta alcanzar acuíferos poco profundos (Osborn et
al., 2011), hecho que atribuyen a revestimientos de-
Las aguas de retorno de la fracturación hidráulica
pueden mostrar, en ocasiones, un aumento en los
niveles de radiactividad natural, proveniente del
contacto del agua con los elementos radiactivos existentes en las rocas naturales profundas (especialmente en el carbón y las arcillas). Es bien conocido que
muchas sucesiones lutíticas contienen parámetros
anormalmente elevados de elementos radiactivos,
singularmente isótopos de potasio, radón y radio
(Genereux y Hemond, 1990).
A este respecto, cabe mencionar que una gran mayoría de las aguas termales –al provenir de acuíferos
profundos– contiene valores de radiactividad bastante por encima de los fondos naturales y, sin embargo, son cada vez más utilizadas las instalaciones
balnearias.
Sismicidad inducida
Esta problemática ha sido tratada bastante extensamente en la bibliografía. Los geólogos estructurales
han establecido desde los años 70 del pasado siglo
una relación evidente entre los terremotos y las inyecciones de agua en el terreno (Sibson et al., 1975;
Bolt, 1976; Suppe, 1985; Ramsay y Huber, 1987;
Nicholson y Wesson, 1990).
La preocupación por los efectos de la sismicidad –normalmente de magnitud local inferior a 3,5 ML– fue
tratada por varios autores (Van Eck et al., 2006; Majer et al., 2007), destacando el último trabajo, realizado en universidades de Estados Unidos, Reino
Valoración de la técnica de fracturación hidráulica y su aplicación a la extracción de gas…
217
ma (Keranen et al., 2013) alerta sobre el peligro de
inyección de aguas residuales en el subsuelo, puntualizando que es posible que se genere con ello sismicidad inducida –por progresiva rotura de varias
superficies de falla al disminuir el estrés efectivo de
las mismas causado por la presión de poro– varios
años después del comienzo de la inyección del fluido (Fig. 11). Sería muy interesante corroborar la
idoneidad de esta investigación ya que refuta los
modelos imperantes.
Figura 11. Terremotos producidos en Oklahoma después de 18
años de inyecciones continuadas de fluidos residuales. A, B y C
representan seísmos de una magnitud (MW) superior a 3 (modificada de Keranen et al., 2013).
Unido y Japón; la investigación concluye que esta
técnica no tiene por que representar una amenaza para el desarrollo de los recursos energéticos, si
se selecciona correctamente el lugar de aplicación
atendiendo a numerosos condicionantes. Insisten
estos científicos que los efectos de la sismicidad
inducida podrían ser incluso beneficiosos desde el
punto de vista prospectivo, ya que pueden ser utilizados para monitorizar la efectividad de las operaciones, amén de arrojar luz sobre alguno de los
procesos en los yacimientos.
Está constatado que la eliminación de fluidos residuales –reinyectándolos en pozos profundos– induce una actividad sísmica ocasionalmente perceptible (Zoback, 2012), aunque la máxima conocida
no sobrepase una magnitud de momento de 3,6
(Ellsworth, 2013), por lo que apenas suponen un
riesgo; según este autor, en EE UU solamente unos
pocos pozos se han asociado con seísmos. Un estudio reciente sobre un terremoto de magnitud 5,7
MW ocurrido, en noviembre de 2011, en Oklaho-
En el Reino Unido son varias las investigaciones realizadas sobre la sismicidad inducida por la fracturación hidráulica (Bickle et al., 2012), especialmente
después de que se detectaran en Blackpool (norte de
Inglaterra) –una zona de escasa sismicidad habitual–
terremotos de intensidad comprendida entre 1,5 y
2,5 ML inmediatamente a la ejecución de operaciones de fracturación hidráulica en un pozo cercano
(Pater y Baisch, 2011; Green et al., 2012). La causa
de tales eventos fue atribuida a la proximidad de una
falla de desgarre (con desplazamiento horizontal y
buzamiento vertical) no detectada en los estudios
previos al sondeo.
Por tanto, resulta de capital importancia realizar informes rigurosos del terreno (cartografía geológica
detallada, sísmica de reflexión, sismicidad natural,
etc.) en la zona donde se vaya a aplicar la técnica de
fracturación hidráulica para detectar la presencia de
fallas y otras características geológicas del subsuelo
(Lisle y Srivastava, 2004; Rutqvist et al., 2007; Hennings et al., 2012), ya que la realización de este tipo
de operaciones deben ser evitadas en la cercanía de
estos accidentes tectónicos.
En general, los riesgos por terremotos atribuidos a
esta técnica son bajos y, en el caso de producirse,
serían similares a los inducidos por la minería del
carbón, el llenado de presas y otras múltiples actividades humanas. Una gran mayoría de los sismos
que ocasionalmente pudieran tener lugar sólo serían
detectados por los sismógrafos; en la vida cotidiana sufrimos decenas de microsismos diarios (hasta
la magnitud 2,5 o 3), de los que no somos conscientes. Por otro lado, la microsismicidad inducida
por la fracturación permite controlar el avance y la
extensión de las fracturas por la zona circundante al
pozo y optimizar las labores (Fig. 12).
218
J. A. Sáenz de Santa María Benedet y M. Gutiérrez Claverol
Figura 12. Visualización de la microsismicidad durante la fracturación hidráulica de
un pozo. Los colores
representan diferentes
fases u operaciones
individuales de fracturación.
Recientemente, la prestigiosa revista Science publicó un estudio (Van der Elst et al., 2013) que
relaciona una vez más los terremotos con la inyección de aguas residuales. Se refiere concretamente
a seísmos ocurridos en ámbitos tan alejados de EE
UU como Chile (año 2010) o Japón (el tsunami
de 2011), que han desencadenado terremotos respectivamente en Oklahoma y Texas, zonas donde
se elimina el líquido sobrante de las explotaciones
–no solo de gas, sino también de petróleo– inyectándolo en el subsuelo a gran profundidad. Para
que ello suceda las fallas tienen que estar al borde
del colapso, lo que acontece de manera natural
cuando es alta la presión de los fluidos, aunque
ésta puede ser aumentada de forma artificial. Según las conclusiones de esta investigación no se
suelen producir grandes terremotos atribuibles a
la actividad de la fracturación hidráulica, siendo
la eliminación de fluidos residuales la que supone
un mayor riesgo.
Marco legislativo de la fracturación hidráulica en
Europa
Aunque las técnicas descritas ya llevan muchos años
siendo utilizadas por la industria petrolera convencional, se aprecia un cierto retraso administrativo
en el caso de la Unión Europea para regular con
detalle las actividades aplicadas a la exploración y
producción del gas no convencional, no existiendo
un marco regulador específico. No obstante, se han
aprobado varias Directivas en las que se aborda esta
problemática (Tabla V).
En agosto de 2012, la empresa especializada AEA
Technology realizó un informe para la Dirección
General de Medio Ambiente de la Comisión Europea (AEA, 2012) en el que se recogen las limitaciones para ponderar los riesgos asociados a la técnica
por falta de un seguimiento adecuado y sistemático
de los mismos, optando de manera ambigua por dejar en manos de los estados miembros el uso y legislación sobre el asunto, y exigiendo precaución a la
hora de conceder permisos de explotación.
En el caso específico de España, además de las normativas europeas, las referencias legislativas aplicables a
la exploración y explotación de gas no convencional son la Constitución Española (art. 149.25 CE)
que atribuye en exclusiva al Estado las competencias
en las bases del régimen minero y energético, la Ley
del Sector de Hidrocarburos (34/1998, de 7 de octubre), así como la Ley de Evaluación de Impacto
Ambiental (R. D. 1/2008, de 11 de enero). Existen
también otras regulaciones de interés que recogen
este tema como son la Ley de Minas (22/1973, de
21 de julio) y el Reglamento de Normas Básicas de
Seguridad Minera (R. D. 863/1985, de 2 de abril).
A las anteriores habría que añadir aún las competencias delegadas a nivel autonómico y local.
El Consejo de Ministros celebrado el 1 de marzo
de 2013 aprobó un anteproyecto de ley en el que se
incluye un apartado de control ambiental de estas
técnicas, haciendo obligatorio –por si no estaba claro anteriormente– someter estos proyectos al procedimiento de Evaluación de Impacto Ambiental.
Valoración de la técnica de fracturación hidráulica y su aplicación a la extracción de gas…
219
Tabla V. Principales Directivas y reglamentos relacionados con la fracturación hidráulica.
Directiva
Fecha
Finalidad
1985/337/CEE
27.6.85
Evaluación de las repercusiones de determinados proyectos públicos y privados sobre el medio
ambiente
1992/43/CEE
21.5.92
Conservación de los hábitat naturales y de la fauna y la flora silvestres (Directiva Hábitats)
1992/91/CEE
3.11.92
Disposiciones destinadas a mejorar la protección en materia de salud y seguridad de los
trabajadores de industrias extractivas por sondeos
1992/104/CEE
3.12.92
Disposiciones de seguridad y salud para la utilización de los trabajadores en el trabajo de los
equipos
1994/22/CEE
27.5.94
Condiciones para la concesión y el ejercicio de las autorizaciones de prospección, exploración y
producción de hidrocarburos
1996/82/CE
9.12.96
Control de los riesgos inherentes a los accidentes graves en los que intervengan sustancias
peligrosas
1998/8/CE
24.4.98
Marco normativo para la comercialización de los biocidas
2000/60/CE
23.10.00
Marco comunitario de actuación en el ámbito de la política de aguas
2001/42/CE
27.6.01
Evaluación de los efectos de determinados planes y programas en el medio ambiente (Evaluación
Ambiental Estratégica)
2002/49/CE
25.6.02
Evaluación y gestión del ruido ambiental en lugares vulnerables al ruido
2004/17/CE
31.3.04
Procedimientos de adjudicación de contratos en los sectores del agua, de la energía, de los
transportes y de los servicios postales
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Responsabilidad en relación con la prevención y reparación de daños medioambientales (principio
de “quien contamina, paga”)
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Gestión de los residuos de industrias extractivas
2006/118/CE
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Protección de las aguas subterráneas contra la contaminación y el deterioro
Reg. 1907/2006
30/12/06
Registro, evaluación, autorización y restricción de las sustancias y preparados químicos
(Reglamento Reach)
2008/1/CE
15.1.08
Prevención y control integrado de la contaminación
2009/147/CE
30.11.09
Zonas de especial protección (Directiva Aves), a controlar por los Estados miembros
Las rocas madre de hidrocarburos en Asturias
Una vez expuestas las características principales de
las nuevas aplicaciones de la tecnología petrolera
(perforación dirigida y fracturación hidráulica) parece oportuno analizar las posibilidades regionales de
gas no convencional.
El gas natural de Asturias se presenta en dos contextos geológicos diferentes (Luque Cabal y Gutiérrez
Claverol, 2010). Por un lado el de la plataforma
continental ya aludido, en el que ningún sondeo ha
reconocido con detalle los materiales del Jurásico
Inferior y del Carbonífero que, situados a profundidades superiores a los 4.000 m, permanecen sin
estudiar, y por otro el relacionado con las cuencas
carboníferas.
Respecto a los proyectos CBM desarrollados en tierra firme, las áreas de actuación futura corresponden
tanto al sector septentrional de la Cuenca Carbonífera Central, como a otras áreas carboníferas recubiertas por sedimentos permo-mesozoicos.
220
J. A. Sáenz de Santa María Benedet y M. Gutiérrez Claverol
Figura 13. Situación de los principales sondeos offshore efectuados en Asturias (Gutiérrez Claverol y Gallastegui, 2002).
Los hidrocarburos en la plataforma continental
La importancia petrolífera de la plataforma continental cantábrica fue puesta de manifiesto desde
finales de 1975, momento en el que se iniciaron
las prospecciones en el permiso Mar Cantábrico-C.
Los pozos perforados suministraron algunas miles
de toneladas de petróleo bruto (Fig. 13). Alentados
por los prometedores comienzos, se continuaron
efectuando campañas sísmicas y sondeos profundos
fuera de costa (offshore) con resultados desiguales,
aunque algunos de ellos revelaron la existencia de
petróleo y gas natural, en cantidades consideradas
entonces como no rentables.
Los programas de prospección geofísica reconocieron la existencia de varios reflectores sísmicos regionales, dos de los cuales se muestran muy netos
en el permiso de exploración Mar Cantábrico. Uno
de ellos coincide con el techo del Cretácico Superior –que marca la discordancia Paleoceno Supe-
rior-Maastrichtiense– y es designado como H (Fig.
14). El más profundo, denominado K, está señalado
por una arcillita muy característica situada inmediatamente por debajo del Santoniense (Cretácico
Superior); este reflector constituye la principal base
de las interpretaciones estructurales del subsuelo, ya
que por debajo del mismo la calidad de los valores
sísmicos obtenidos es muy baja y los hace de dudosa
fiabilidad.
Las informaciones obtenidas con los trabajos ejecutados aconsejaron solicitar nuevos proyectos
adyacentes al Mar Cantábrico, los permisos de investigación K, E, J e I, muy próximos a la línea de
costa, así como en los L y M, otorgados en febrero
de 1977.
Por su parte, un consorcio de compañías petroleras,
lideradas por Philips, obtenía el permiso Mar Cantábrico-H, donde se perforaría en dos ocasiones (1980
Valoración de la técnica de fracturación hidráulica y su aplicación a la extracción de gas…
221
Figura 14. Correlación estratigráfica de sondeos petrolíferos en la plataforma costera asturiana, con indicación de los reflectores
sísmicos regionales y de los hallazgos de hidrocarburos. Se destaca la ubicación de los materiales jurásicos por su interés preferente
como roca madre (modificada de Gutiérrez Claverol y Gallastegui, 2002).
y 1982). Hacia la misma época, la Empresa Nacional de Investigación y Explotación de Petróleo, S.
A. (Eniepsa) solicitó el permiso de exploración Asturias-D, concedido en mayo de 1980, ejecutando
asimismo dos sondeos en el lustro inicial de los años
80. Una entidad noruega realizó asimismo estudios
geofísicos aerotransportados sobre la zona precontinental.
A pesar de las campañas geofísicas y de las perforaciones realizadas, las fuentes bibliográficas disponibles acerca de las características geológicas y petrolíferas de este ámbito son bastante precarias. Los
documentos principales con que se cuenta son una
recopilación de los sondeos petrolíferos efectuados
en España, en la que se incluyen los de la plataforma cantábrica (Lanaja, 1987), y dos artículos en
los que se correlacionan las columnas estratigráficas de los pozos llevados a cabo y se sintetizan las
posibilidades de hidrocarburos en el precontinente
asturiano (Gutiérrez Claverol y Gallastegui, 2002;
Gutiérrez Claverol et al., 2005). También se dispone de algunos informes inéditos de los sondeos
perforados por Shell España, Campsa, Philips Petroleum Co. y Eniepsa.
Las estructuras geológicas reveladas por los reflectores en la zona precontinental y la extrapolación de
los rasgos geológicos conocidos en la zona continental, aconsejaron la realización de varios pozos exploratorios (unos 20) entre 1975 y 1985, algunos de los
cuales obtuvieron resultados positivos (Fig. 14). En
total, se sobrepasaron los 50.000 metros perforados.
Aunque han sido alcanzados en pocas ocasiones, los
materiales del Jurásico de la plataforma constituyen
un objetivo prioritario en la investigación petrolífera
y gasística, y más a partir de las consideraciones actuales sobre las rocas madre.
A lo largo de las sucesiones jurásicas de Asturias está
constatada la presencia de intervalos de lutitas negras (black shales), con una gran cantidad de materia
orgánica (>4%) convertida en hidrocarburos, lo que
demuestra el valor potencial de las mismas como
roca madre generadora de gas. Los niveles de mayor
interés a este respecto, se sitúan dentro de las formaciones Rodiles (Miembro Santa Mera, subunidad
inferior), Tereñes y Lastres. En la primera se encuentra un tramo –de varios metros de espesor– especialmente rico en materia orgánica, que ocupa parte de
222
J. A. Sáenz de Santa María Benedet y M. Gutiérrez Claverol
la zona Margaritatus (Pliensbachiense); dentro del
Toarciense existen también, especialmente hacia su
parte baja, algún que otro horizonte con contenidos
relativamente altos (Valenzuela, 1988).
La hipótesis que se contempla como más plausible
es que los niveles de black shales, aflorantes en el
continente, sean la principal roca madre de hidrocarburos. Desde estas lutitas organógenas, una vez
generados, los fluidos han podido emigrar en parte
hacia otras zonas litológicas con mayor porosidad,
pero es muy probable que permanezca gas dentro de
la propia roca madre, constituyendo un yacimiento
tipo shale gas.
En resumen, la plataforma continental asturiana ha
demostrado tener rocas madre generadores de petróleo y gas, además de poseer almacenes con las características idóneas de porosidad y permeabilidad
que permitan contener depósitos de hidrocarburos
rentables. De todas maneras, la labor realizada, en
lo que a pozos se refiere, es aún reducida como para
definir eficientemente el potencial de este campo petrolífero, por lo que sería recomendable la ejecución
de nuevos proyectos de prospección.
Por otro lado, si los almacenes convencionales han
sido poco reconocidos, las rocas madre de edad jurásica, que podrían constituir almacenes no convencionales de gas y petróleo, están prácticamente vírgenes, por lo que sería recomendable investigar las posibilidades de extraer gas pizarra. Como se observa
en la Fig. 14, únicamente 4 sondeos han alcanzado
estas series estratigráficas, existiendo indicios de gas
y petróleo en dos de ellos.
Los hidrocarburos en materiales carboníferos (proyectos
CBM)
Desde antiguo se conoce la presencia de gas grisú
(metano con trazas de etano, etc.) en las minas de
carbón, en especial en el yacimiento de la Cuenca
Carbonífera Central. Asimismo se detecta tanto en
las rocas encajantes como en las capas de carbón
la presencia de aceites minerales, destilados o condensados, restos de parafinas, ozoqueritas, etc. Todas estas manifestaciones de hidrocarburos sólidos,
líquidos y gaseosos demuestran que los materiales
carboníferos constituyen una roca madre.
Las manifestaciones superficiales de gas se han observado en dos puntos concretos (Gutiérrez Claverol et
al., op. cit.): el “mecheru de Saús” (Carbayín, Siero)
y el “mecheru de Caldones” (Gijón). El primero es
un fenómeno natural en el que una llama perpetua
se alimenta del grisú que sale por una fractura que
conecta con una zona carbonífera. El segundo es un
sondeo, perforado en el año 1915, que investigaba el
Carbonífero productivo de lo que, más adelante, sería
Mina La Camocha. Al atravesar los últimos estratos
pérmicos y adentrarse en los carboníferos surgió una
avenida incontrolada de gas que estuvo ardiendo en
superficie varios días; se estima que produjo un millón
de metros cúbicos de gas en un par de meses.
La generación de grisú se produce por la transformación de la materia orgánica durante el proceso de
carbonización, con cambios, tanto físicos como químicos, a lo largo de su enterramiento, singularmente
al incrementar la temperatura e ir aumentando el
rango del carbón resultante según la secuencia: turba, lignito, hulla sub-bituminosa, hulla bituminosa
y antracita.
Uno de los sectores más activos en la industria del
gas de los países más desarrollados del mundo –con
posibilidades de ser impulsado en Asturias– es la
recuperación del metano contenido en las capas de
carbón mediante proyectos CBM (Coal Bed Methane) –también conocidos como CMR (Coal Methane
Recovery)– (Sáenz de Santa María Benedet, 2002 a
y b; Gutiérrez Claverol et al., 2005; Luque Cabal y
Gutiérrez Claverol, 2010).
Los horizontes carbonosos no sólo constituyen la
roca madre del gas natural, sino que pueden actuar
asimismo como almacén de éste, hecho puesto de
manifiesto por los mencionados escapes sistemáticos
de metano en el laboreo subterráneo del carbón. En
este sentido, debe resaltarse el notable potencial regional de reservas de este gas localizado en niveles de
hulla situados a profundidades a las que la minería
convencional nunca podrá acceder, aportando nuevos recursos energéticos para el futuro.
El metano termogénico que se produce a una temperatura cercana a los 150 °C –límite entre hulla
bituminosa de medio a poco volátil– (Fig. 15) corresponde a la tipología que se localiza en la parte
Valoración de la técnica de fracturación hidráulica y su aplicación a la extracción de gas…
223
Figura 15. Generación de gas en función del rango del carbón. La temperatura aumenta hacia la derecha. (Basada en Zuber y Boyer,
2002).
septentrional y hacia el centro de la Cuenca Carbonífera Central (Grupos Nalón, Siero y Riosa). Otras
zonas situadas en el límite semiantracita-antracita
(temperatura >200 ºC) poseen una menor capacidad de acumulación de metano y, por ello, su interés
es más limitado.
Como ya se ha señalado, en condiciones geológicas
normales, una parte del gas generado emigra hacia
otros niveles litológicos, hasta acumularse en lugares propicios (trampas), dentro de los poros y fisuras
de rocas suprayacentes –escapando, en último caso,
hacia la atmósfera–, o puede quedar retenido en la
propia capa de carbón aprovechando la porosidad
existente y también adsorbido por los átomos de
carbono, lo que justifica su comportamiento dual,
como roca madre y almacén. El volumen de gas
que pueden llegar a contener las capas de hulla de
la Cuenca Central oscila entre 6 y 15 m3/t, según los
tramos, enclaves geográficos y profundidad a la que
se emplazan (Gutiérrez Claverol et al., op. cit.).
La fisuración natural del carbón es otro factor que
condiciona positivamente la velocidad de extracción
de gas (desorción) y, por tanto, el ritmo y volumen
de producción. En las capas de los yacimientos carboníferos asturianos existen multitud de microfracturas que deberían facilitar la migración del metano.
No obstante, una intensa tectonización genera dificultades a la hora de seleccionar zonas de exploración con presencia de campos subhorizontales o con
buzamientos inferiores a 45º, así como de tramos
con estabilidad estructural. Este hecho y la baja permeabilidad de los carbones son los aspectos, intrínsecos a cualquier yacimiento, más negativos.
Dado que el carbón se caracteriza por presentar una
alta porosidad pero muy baja permeabilidad, para
extraer el gas que contiene resulta imprescindible
estimular la generación de una red de fisuras en las
capas por fracturación hidráulica para provocar la
intercomunicación y elevar así la probabilidad de
éxito en su desorción.
Entre 1992 y 2004 se desarrollaron experiencias
concretas en los yacimientos hulleros asturianos ya
que éstos muestran evidencias prometedoras para
proyectos CBM, entre ellas, la existencia de numerosas capas de carbón, notable potencia acumulada,
alto contenido de gas en capa, rango de carbón adecuado y una fracturación favorable.
Hasta el momento, la realización de proyectos CBM en
esta región se centra en cuatro sondeos (Tabla VI), uno
ubicado en la cuenca de Caldones (Gijón) –ejecutado
por Ciepsa en 1967– y otros tres posteriores emplazados en plena Cuenca Carbonífera Central, que utilizaron la fracturación hidráulica de manera experimental.
La empresa Hunosa suscribió en 1992 un protocolo
con la filial española de la compañía norteamericana
Unión Texas para la prospección de los recursos de
metano en sus yacimientos con el fin de reconocer las
224
J. A. Sáenz de Santa María Benedet y M. Gutiérrez Claverol
Tabla VI. Sondeos realizados en el Carbonífero para búsqueda de hidrocarburos gaseosos (proyectos CBM).
Sondeo
Coordenadas
Profundidad
Materiales
Presencia de gas
CALDONES-1
43° 28’ 41” N
1° 56’ 34” O
1.846 m
Permotrías-Carbonífero
445-502 m; 512-530 m;
562-600 m; 625-637 m; 1.120-1.200;
1.220-1.240; 1.317-1.332; 1.345-1.415;
1.434-1.452; 1.465-1.475; 1.485-1.492;
1.512-1.532; 1.539-1.705; 1.718-1.725;
1.739-1.846 m
ASTURIAS
CENTRAL-1
43° 17’ 30” N
5° 39’ 20” O
1.575 m
Carbonífero
(Entrerregueras, Sotón,
María Luisa)
Paquetes Entrerregueras (tramo
superior), Sotón (tramo inferior), María
Luisa
MODESTA-1
43° 17’ 25” N
5° 41’ 12” O
2.038 m
Carbonífero
(Modesta-Oscura,
Sorriego, Entrerregueras,
Sotón, María Luisa)
Paquetes Entrerregueras, Sotón
y María Luisa
ASTURIAS CBM-1
43º 19’ 20” N
5º 42’ 28” O
350 m
Pérmico-Carbonífero
(Entrerregueras?)
Paquete Entrerregueras (?)
posibilidades de captura y comercialización. El objetivo
de esta evaluación se enmarcaba en la política de diversificación emprendida por la compañía estatal.
Comenzó entonces una campaña de investigación
centrada en el ámbito de los sinclinales de Sama y
El Entrego, donde se valoraron varias circunstancias
favorables (estructura geológica, concentración de
capas de carbón y distribución de los minados). Se
establecieron como zonas prioritarias para el emplazamiento de perforaciones profundas las siguientes:
Anticlinal de Samuño en el entorno del pozo María
Luisa, Anticlinal de Santa Rosa en los alrededores del
pozo Modesta y el Sinclinal de Sama, propiamente
dicho, en el campo de explotación a cielo abierto
de Mozquita, así como otras áreas próximas al pozo
Entrego (Gutiérrez Claverol et al., op. cit.).
Los trabajos prospectivos se abordaron en dos fases
–realizándose un pozo en cada una de ellas (sondeos
Asturias Central-1 y Modesta-1)– centrados en el
valle del río Nalón, sobre las aludidas estructuras
plegadas con orientación NE-SO, donde afloran los
paquetes mineros productivos más modernos (Entrerregueras, Sorriego y Modesta-Oscura). La meta
era atravesar la sucesión carbonífera hasta alcanzar
la base del paquete María Luisa, con lo que se conseguiría cortar importantes espesores carbonosos
vírgenes. Las experiencias sobre este tipo de pro-
yectos incluyeron, como primer objetivo, establecer
una valoración del potencial para CBM en toda la
Cuenca Carbonífera Central, cifrada en alrededor de
26.000 millones de metros cúbicos.
Se consideró también como otra área prioritaria la
Unidad de La Justa-Aramil, con una estimación de
recursos de 1.400 Mm3 repartidos en sus diferentes
zonas (Río Miñera, La Justa, Barros-Tablado y Aramil). Últimamente, en el entorno del pozo Barros
(Langreo) se llevó a cabo un sondeo denominado
Asturias CBM-1 (vid. Tabla VI), con el objetivo de
valorar los parámetros petrofísicos que inciden en la
fluencia del gas de las capas de carbón (Fernández
Fernández, 2006).
Ámbitos favorables del gas natural en Asturias
Una vez comentadas las características generales de
las rocas madre en Asturias, se describirán a continuación los ámbitos más favorables a la existencia de
almacenes no convencionales de hidrocarburos. Es
conocido que, dentro de la plataforma continental,
existen varias estructuras que almacenan de forma
convencional gas y petróleo (anticlinal fracturado de
los pozos Mar Cantábrico C, etc., Figs. 13 y 14) y
que, a la fecha, no han sido puestos en producción.
Dentro de las zonas carboníferas, las que presentan
mayor interés son las siguientes:
Valoración de la técnica de fracturación hidráulica y su aplicación a la extracción de gas…
225
Figura 16. Situación de las principales cuencas carboníferas de interés gasístico en Asturias (la numeración, de 1 a 9, va explicada
en el texto).
Cuencas carboníferas aflorantes
En el caso de la Cuenca Central, además de los ámbitos puntuales ya mencionados, existen otras zonas
con potencial interés para la prospección del gas metano y que deben ser valoradas. Las más significativas se muestran en la Fig. 16.
1)Los sinclinales de Sama, El Entrego y Turón,
en el tramo comprendido entre las cotas -600
y -2.000 m, ampliando y complementando las
prospecciones ya ejecutadas con ensayos de fracturación hidráulica.
2) La unidad de Riosa-Olloniego, a cotas inferiores
a -500 m.
3) Las labores mineras actualmente abandonadas, o
en fase de cierre, en la Cuenca Carbonífera Central. Hunosa ha barajado la posibilidad de hacer
trabajos prospectivos en la zona del Aller (sector
del Caudal), tendentes a recuperar por desgasificación, tanto el metano contenido en capas de
carbón, como el acumulado en otras labores mineras abandonadas. Sería recomendable la realización de pruebas de producción que permitan
definir la viabilidad de su puesta en explotación
comercial.
4) Las cuencas hulleras de Quirós y Teverga, previa
selección de los campos con mejor rango, mayor
estabilidad estructural y buzamientos más favorables.
5)Trampas estructurales en terrenos carboníferos.
Esta posibilidad fue objeto de estudio reciente
por parte de algunas compañías petroleras (p. ej.,
Repsol Exploración y Anschutz Iberia Corporation) en los ámbitos de Aller, Pola de Lena y el
valle del Nalón.
Cuencas carboníferas ocultas
Ofrecen utilidad para la acumulación gasística aquellos ámbitos continentales en las que la cobertera
permo-mesozoica recubre discordantemente –hasta profundidades medias (400-800 m)– cuencas
carboníferas que contienen niveles potencialmente
productivos de carbón. En este sentido, las más favorables ante una futura exploración y explotación
son (Fig. 16):
6) La cuenca permotriásica de los alrededores de Gijón, con posibilidad de hallazgo de acumulaciones gaseosas en el Carbonífero que se encuentra
más abajo, similares a las citadas en Caldones.
226
J. A. Sáenz de Santa María Benedet y M. Gutiérrez Claverol
7) La zona carbonífera infrayacente a la cuenca permo-mesozoica, p. ej., la unidad de La Justa-Aramil, en el tramo comprendido entre Aramil y
Lieres (Siero).
8)La cuenca pérmica de Cabranes-Villaviciosa,
superpuesta al Carbonífero productivo correspondiente a la prolongación septentrional de la
Cuenca Central, con un afloramiento representativo en la zona de Viñón, donde existió minería
subterránea. Ofrece una extensión probable de
materiales carboníferos ocultos similar a la que
ocupan los sectores mineros del Nalón y Siero,
con un potencial de generación y migración de
gas digno de tener en cuenta.
9) Otro entorno interesante a considerar es el alóctono de la Unidad del Aramo que cabalga sobre
la Unidad de Riosa-Olloniego.
Gas natural en rocas carboníferas situadas bajo la cobertera mesozoica: permisos de investigación
Dado que los materiales de la Cuenca Central están recubiertos, hacia el norte y nordeste, por una
cobertera pérmica y mesozoica –correspondiente a
las cuencas de Gijón y Villaviciosa-Cabranes–, ambas cuencas y su continuidad en la plataforma continental tienen posibilidades de soportar proyectos
de recuperación de gas no convencional almacenado
en rocas madre de edad carbonífera. En este último
caso, han sido concedidos tres permisos de prospección:
Viñón 1. Está situado a 6 km de Villaviciosa, cerca
del límite con Cabranes. La promotora del proyecto fue Petroleum Oil & Gas España, S. A.,
operadora del Permiso de Investigación de Hidrocarburos (PIH) Villaviciosa (BOPA n.º 170 de 23
de julio de 2012), de la que son accionistas Petroleum Oil & Gas España, S. A. (70%), Hunosa
(20%) y la ingeniería Vancast Exploración, S. L.
(10%). Se pretendía realizar un sondeo profundo –hasta 3.000 m– con la intención de conocer
si los niveles rocosos carboníferos contienen gas
explotable. En enero de 2013 se renunció al proyecto, declarándose extinguido el susodicho permiso para efectuar la perforación del sondeo de
investigación Viñón 1.
Cuélebre 1 y 2. Estos permisos de investigación de hidrocarburos (BOE n.º 193 de 13 de agosto de 2012,
p. 38.958), con denominación basada en la mitología asturiana, se extienden por vastos ámbitos de
Villaviciosa, junto con alguno de Colunga y Caravia. El permiso Cuélebre 1 (expediente 1.671) abarca 24.876 ha, mientras que Cuélebre 2 (expediente
1672) alcanza la mitad de la extensión del primero,
cubriendo ambos áreas de tierra y mar. La compañía
involucrada, Oil and Gas Capital, S. L., se marca el
objetivo de investigar en estas zonas la viabilidad de
gas no convencional.
Estos planes de prospección gasística han propiciado
la creación de una Plataforma Asturiana Anti-Fracking. El pleno de la Junta General del Principado de
Asturias, celebrado el 8 de febrero de 2013, aprobó
una proposición no de ley, presentada por Izquierda
Unida, a favor de la prohibición de la fracturación
hidráulica en la Comunidad. La propuesta fue aceptada por 43 votos a favor y una abstención.
Conclusiones
La utilización de la fracturación hidráulica requiere un conocimiento riguroso del modelo geológico
de la zona donde se va a aplicar, ya que entre un
yacimiento y otro pueden existir diferencias muy
notables. Partiendo del hecho innegable de que los
científicos y los técnicos tienen el deber de compatibilizar la explotación racional de los recursos geológicos con el respeto al medio natural, es obvia la
obligatoriedad de evaluar el riesgo ambiental y establecer un seguimiento de las labores de exploración
y extracción antes, durante y después de las operaciones.
En el caso de España, las implicaciones de la exploración del gas no convencional son enormes y
podrían tener gran trascendencia energética, económica y estratégica. Nuestro país es ahora absolutamente dependiente (en un 98%) de la importación
de hidrocarburos, ya que las prospecciones sólo han
descubierto y puesto en explotación yacimientos de
petróleo y gas de escasa entidad.
Debido a un cambio de paradigma en la investigación es posible alcanzar, con rendimiento económico, nuevos recursos de gas y petróleos ligeros.
Valoración de la técnica de fracturación hidráulica y su aplicación a la extracción de gas…
Esto podría representar una cantidad nada desdeñable (hasta un 20 o 25%) del actual consumo.
Por otro lado, las importaciones españolas de gas
proceden fundamentalmente del norte de África
que es una región convulsa desde el punto de vista socio-político. Incluso la seguridad física de los
gaseoductos que abastecen a España podría estar
comprometida.
Según la Asociación española de Compañías de Investigación, Exploración y Producción de Hidrocarburos y Almacenamiento Subterráneo (ACIEP,
2013) –entidad participada por las petroleras Repsol
y Cepsa– se calcula que las reservas potenciales de
gas existentes en el subsuelo de la cuenca Vasco-Cantábrica, que incluye Asturias, Cantabria, País Vasco
y la parte oriental de Castilla y León, son del orden de 1.086 bcm (1 bcm = mil millones de metros
cúbicos), lo que podría cubrir la demanda nacional
durante unos 30 años. Además, la generación de
electricidad a partir del shale gas emite alrededor de
un 40% menos de gases de efecto invernadero que
las centrales de carbón.
227
En Asturias se encuentran materiales que están contrastados como rocas madres. Dado que la acumulación en rocas almacén tradicionales no ha sido muy
favorable, la técnica de fracturación hidráulica abre
ahora posibilidades que podrían desembocar en la
puesta en producción de rocas jurásicas y carboníferas
que actuaron como generadoras de hidrocarburos.
Como cualquier otra actividad minera y de investigación de recursos minerales en España, la fracturación hidráulica está sometida a las vigentes Ley de
Hidrocarburos y Ley de Evaluación de Impacto Ambiental. También está subordinada al Reglamento de
Normas Básicas de Seguridad Minera. Su utilización
conlleva solicitar permisos y presentar proyectos
que son aprobados, modificados o rechazados por
la Administración. Además, ésta tiene la obligación
de realizar el seguimiento y control de las labores,
pudiendo paralizarlas en cualquier momento. Como
parte de la Evaluación de Impacto Ambiental (que
es obligatoria para proyectos de explotación de gas
no convencional) es preciso realizar pruebas antes,
durante y después de la perforación de un pozo.
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